Ved NUI i Gravdal i Laksevåg i Bergen sitter direktør Rolf Røssland og kikker ut fra kontorvinduene sine. I hjørnet i tredje etasje har han godt vindusutsikt i flere retninger. I flere år har han sett at dykkevirksomheten er bygd ned på norsk sokkel.
Fakta
NUI
HVA: Senter for hyperbar evakuering i tilfelle dykkere under trykk må evakueres. Testsenter.
Etablert: 1976.
Eiere: Statoil, Aker BP (BP og Det Norske), ExxonMobil, Gassco, Repsol, Total.
Medlemmer: Technip og Subsea 7.
Omsetning (2015): 30, 31 millioner kroner
Resultat før skatt (2015): 3,97 millioner kroner
Nå mener den tidligere nordsjødykkeren at utsiktene til en ny opptur for norsk dykkeindustri er gode.
– En gjennomgang av Johan Sverdrup-utbyggingen viser at noen av kostnadene ved undervannsoperasjoner reduseres med rundt 75 prosent ved kombinert bruk av undervannsroboter, ROV, og dykkere, framfor utelukkende bruk av ROV. Ved enkelte av offshore-operasjoner er besparelsene på vel 25 prosent. Noe som betyr at oljeselskapene kan spare flere milliarder på effektiv bruk av dykkere, forklarer Røssland til Aftenbladet.
Han understreker at økonomi er en vesentlig faktor for at dykkere skal brukes i større grad enn før, og at en kostnadsreduskjon ved bruk av dykkere betinger en sikker gjennomføring.
– Min mening er at vi de neste årene vil se et oppsving innen dykking fordi kostnadene på en del undervannsoperasjoner er vesentlig lavere ved å benytte dykking enn bare ved å bruke ROV, sier Røssland.
Les hele artikkelen på Aftenbladet.no (krever innlogging)
Petrojarl Varg vil i løpet av kort tid forlate det nedstengte Varg-feltet. Da er skipet ledig for nye oppdrag, og Offshore.no kjenner til at minst to utbyggingsprosjekter vurderer Teekay sin FPSO (flytende produksjons- og lagerskip).
VNG bekrefter at Petrojarl Varg er ett av flere alternativer når Pil og Bue skal bygges ut i Norskehavet.
– Som operatør for funnene Pil & Bue, vurderer VNG Norge tre ulike utbyggingsalternativer fram mot en beslutning om konseptvalg, planlagt til høsten 2016. De tre alternativene er tilknytning til Njord-plattformen, tilknytning til Draugen-plattformen og en egen innleid flytende produksjonsinnretning (FPSO) på feltet. For sistnevnte alternativ vurderes også Varg-skipet som en kandidat, sier kommunikasjonssjef Ulf Rosenberg i VNG Norge.
Investerer mellom 13 og 15 milliarder
VNG og partnerne planlegger å bruke mellom 13 og 15 milliarder kroner på å bygge ut Pil- og Bue-funnene i Norskehavet.
«For en selvstendig utbygging er investeringene foreløpig beregnet til å ligge rundt 10 milliarder kroner. Tre milliarder kroner til leie av FPSO kommer i tillegg. For en utbygging basert på tilknytning til eksisterende innretninger, er investeringene foreløpig beregnet til ligge i overkant av 15 milliarder kroner», skriver VNG i konsekvensutredningsprogrammet for utbyggingen.
Markedet åpnet for FPSO
Selv om Wintershall ikke vil bekrefte opplysningene, vet Offshore.no at Petrojarl Varg også er et tema i Skarfjell-prosjektet.
– Prosjektorganisasjonen vår vurderer ulike konsepter for Skarfjell-utbyggingen. Dette arbeidet vil være fullført innen utgangen av året, sier informasjonssjef Verena Sattel i Wintershall.
Partnerskapet vurdert i utgangspunktet bare to alternativer for utbygging: Selvstendig utbygging med ny halvt nedsenkbar innretning og tilknytning til Gjøa-plattformen. Men tidligere i år åpnet markedsutviklingen opp for et tredje alternativ, en FPSO.
«Videre har endringer i markedet for kjøp og leie av brukte flytende produksjonsskip endret seg. Rettighetshaverne ønsker nå å vurdere dette alternativet før beslutning om videreføring (BOV)», skriver OED i dokumenter Offshore.no har tilgang til.
Teekay Petrojarl, som eier skipet, vil ikke kommentere saken overfor Offshore.no.
Natt til lørdag ble partene enige om Sokkeloppgjøret.
Denne uken er det Brønnserviceavtalen som gjelder, og Safe har varslet Riksmekleren om at forbundet tar ut 663 medlemmer i streik fra onsdag klokken 24.00 dersom meklingen med Norsk olje og gass ikke ender med enighet.
SAFE brøt forhandlingene 7. juni, etter at arbeidstgiver krevde «endringer i tariffavtalen knyttet til arbeidstidsordninger, at satsene for skift- og helligdagsgodtgjørelse skulle reduseres, og at skifttillegg ved overtid skulle bort», ifølge en pressemelding.
Streikevarslet gjelder samtlige SAFE-medlemmer på tariffområdet og fordeler seg slik:
Baker Hughes: 79
Halliburton: 35
Oceaneering: 17
Schlumberger: 228
Subsea 7: 78
Vetco Gray: 184
Weatherford: 42
Det kommer fram i en mulighetsstudie gjennomført av Olje- og energidepartementet i samarbeid med en rekke industriaktører.
Norske politikere har satt seg som mål å få på plass minst ett fullskalaanlegg for fangst og lagring av CO2, såkalt CCS, innen 2020.
– Mulighetsstudien er en viktig del av dette arbeidet, og viser at det er mulig å realisere en fullskala CO2-håndteringskjede i Norge innen 2022 og til betydelig lavere kostnader enn for prosjekter som er utredet i Norge tidligere, sier olje- og energiminister Tord Lien (Frp).
Planleggings- og investeringskostnadene for en slik kjede er estimert til å være mellom 7,2 og 12,6 milliarder kroner. Kostnadene avhenger av hvor mye CO2 som skal fanges, hvor den skal fanges fra og hvor mange transportskip som behøves.
Industriaktørene departementet har samarbeidet med er Statoil Norcem, Yara Norge, Energigjennvinningsetaten i Oslo kommune, Gassco og Gassnova.
Det skriver Firdaposten.
Riggen vil motta en suspensjonsrate på 80 prosent av avtalt dagrate i perioden.
Ifølge Offshore.no sin riggoversikt har Bideford Dolphin en kontrakt som strekker seg til januar 2017 med en avtalt dagrate på 474.000 dollar.
Ifølge den anerkjente engelske avisen Sunday Times kan tidligere Statoil-sjef Helge Lund (53) være på vei inn i Saudi-Arabias statsoljeselskap Saudi Aramco som styremedlem, skriver E24.
Forus-selskapet TCO har fått fornyet tillit hos Statoil og får en to-årig kontrakt. TCOs teknologi og produkter tar sikte på å øke lønnsomheten i brønnene og redusere kostnadene ved brønnplugging, skriver Aftenbladet.
Goliat, Snøhvit, Yme, Ormen Lange – norske oljeprosjekter med enorme overskridelser. Men hvor ille er kostnadskontrollen på norsk sokkel sammenliknet med bransjen globalt. Eller sammenliknet med annen industri? Evner selskapene å lære av tidligere feil? Og hvordan påvirker erfaring og prosjektets størrelse faren for en kostnadssprekk?
Disse spørsmålene er utgangspunktet for forskningsartikkelen «Kostnads- og produktivitetsutvikling på norsk sokkel» skrevet av doktorgradsstipendiat Sindre Lorentzen og professor Petter Osmundsen ved Universitetet i Stavanger samt Finn Harald Sandberg ved Norsk Oljemuseum.
Les også: Disse tre Statoil-utbyggingene sprekker med 13 milliarer
– Det verserer mange påstander om dårlige kostnadskontroll på norsk sokkel. Samtidig har tidligere analyser av overskridelsene konsentrert seg om et begrenset antall prosjekter. Derfor så vi behovet for å undersøke økonomien i samtlige norske offshoreutbygginger i ett forskningsprosjekt, sier Osmundsen.
109 utbygginger
Arbeidet, der trioen har undersøkt 109 utbyggingsprosjekter mellom 1971 og 2015, viste at den typiske norske oljeutbyggingen sprekker med 36 prosent. Dette tallet fanger dog ikke opp endringer i prosjektet etter at utbyggingsplan er levert, som for eksempel en utvidelse av prosesskapasitet. Reell overskridelse er derfor lavere.
– Dette er på linje med bransjen globalt og skiller seg heller ikke fra utbygging av annen type infrastruktur på land. Norske offshoreprosjekter er, med andre ord, verken bedre eller verre enn andre storprosjekter når det kommer til kostnadsoverskridelser, sier Osmundsen.
De største sprekkene
Den samlede budsjettsmellen på norsk sokkel siden årtusenskiftet er på 174 milliarder kroner. Det viser beregninger som Deloitte har utført på oppdrag for Sysla.
Åtte prosjektene står for nesten 80 prosent av totalen:
Ormen Lange (Norsk Hydro)
Snøhvit LNG1 (Statoil)
Valhall videreutvikling (BP)
Åsgardkjeden (Statoil)
Skarv (BP)
Yme (Talisman)
Alvheim (Marathon)
Goliat (Eni)
– Lærer og blir mer effektive
Den ferske studien til Osmundsen, Lorentzen og Sandberg er basert på overordnet statistikk og har derfor ikke gått inn i enkeltutbygginger. Artikkelen sier dog følgende om noen av risikofaktorene:
«Analysen tyder på at kostnadsoverskridelser tenderer mot å bli mindre etterhvert som erfaring bygges opp. Det gjelder akkumulert erfaring i ulike geografiske områder på sokkelen og erfaring ervervet av ulike operatørselskap. Overskridelsene siste ti år ligger en del lavere enn samlet gjennomsnitt.Vi kan ikke med basis i vår analyse hevde at prosjektstørrelse har en positiv eller negativ effekt på kostnadsoverskridelse. Vi finner derimot støtte for antagelsen om at havdyp og boredyp påvirker utbyggingseffektiviteten negativt. Når vi korrigerer for denne prosjektkompleksiteten, finner vi at effektiviteten på norsk sokkel har tendert mot å øke over tid».
